Как и все системы искусственной добычи,Штанговые насосы API Они используются для восстановления добычи, когда естественной энергии пласта недостаточно для извлечения нефти и газа на поверхность. В настоящее время операторы применяют эту проверенную технологию к нетрадиционным ресурсам, разработка которых лишь недавно стала экономически и технически выгодной.
Обзор системы штанговых насосов API:
В нефтегазовой отрасли известно, что сланцевые пласты неоднородны, и большая часть добычи сланцевых скважин приходится на трещиноватые пласты. Первоначально высокое забойное давление обеспечивает достаточную энергию для подъёма нефти и газа из стимулированных зон на поверхность. Однако со временем дебит и давление жидкости снижаются, что требует установки систем искусственной добычи. Независимо от выбранного типа системы, установка систем искусственной добычи на сланцевых месторождениях, расположенных за пределами традиционных нефтеносных зон, как правило, требует значительных инвестиций.
Чтобы повысить окупаемость инвестиций, операторы применяют различные стратегии.
Эти стратегии основаны на установленном факте снижения добычи на сланцевых скважинах на ранних стадиях. Поскольку системы механизированной добычи могут удовлетворить первоначальные потребности в высокой производительности сланцевых скважин, некоторые операторы предпочитают внедрять их на начальном этапе добычи, заменяя их системами с более низким дебитом по мере снижения добычи.
Другие операторы предпочитают отказаться от изначально высоких темпов добычи в пользу систем, которые остаются рентабельными даже после спада добычи.Штанговый насос APIСистемы часто выбирают, поскольку они позволяют эффективно поднимать жидкости с большей глубины скважин и работать в широком диапазоне дебитов и условий в стволе скважины. Операторы могут устанавливатьШтанговые насосы APIна начальном этапе добычи или когда добыча снижается до такой степени, что высокопроизводительные системы становятся менее эффективными.
Почему стоит выбрать систему штанговых насосов API?
Операторы выбирают Штанговый насос APIСистемы по многим причинам. Штанговые насосы API имеют долгую историю применения в нефтегазовой отрасли, и инженеры хорошо знакомы с этой технологией. Они, как правило, считаются надежными, экономичными и простыми в установке и обслуживании. Штанговый насос API – это наиболее распространенная система механизированной добычи, состоящая из первичного двигателя, поверхностного насосного агрегата, колонны насосных штанг и глубинного насоса. Первичный двигатель, приводимый в действие двигателем внутреннего сгорания или электродвигателем, передает мощность на редуктор, который затем приводит в действие поверхностный насосный агрегат. Кривошип на поверхностной насосной установке совершает возвратно-поступательное движение балансира, перемещая вверх и вниз колонну насосных штанг, установленную на другом конце балансира. Это движение штанг позволяет подвижному и неподвижному шаровым клапанам скважинного насоса захватывать жидкость или выпускать ее в насосно-компрессорную трубу. В некоторых конфигурациях штанговых насосов API шаровой клапан является частью штангового насоса API – интегрированного узла, – что позволяет узлу извлечения штанг удерживать насосно-компрессорную трубу в неподвижном состоянии.
Система качания с балансиром. Когда шаровой кран на конце колонны насосных штанг движется вниз в столбе жидкости, шар выталкивается из седла клапана. Когда балансир достигает своей самой низкой точки, балансир также находится в самой низкой точке. Затем балансир начинает двигаться вверх, тянув насосную штангу вверх и прижимая шар в балансире обратно к седлу, захватывая столб жидкости над ним (зеленый). По мере того, как жидкость выкачивается на поверхность, пластовое давление превышает давление в камере насоса, выжимая шар в неподвижном клапане с его седла. Пластовый флюид (зеленые стрелки) протекает через неподвижный клапан ниже, заполняя камеру насоса. Когда балансир начинает опускаться, давление столба жидкости прижимает шар в неподвижном клапане обратно к седлу, позволяя насосу циркулировать вперед и назад.
В вертикальных скважинах операторы устанавливаютШтанговые насосы APIпод перфорированной секцией для устранения газовых помех. Это создает естественный гравитационный сепаратор газа и жидкости, позволяющий свободному газу подниматься вверх из перфорированной секции, в то время как более плотная жидкость поступает в затрубное пространство обсадной колонны и насосно-компрессорной трубы, окружающее штанговый насос API. Однако в горизонтальных скважинах, поскольку штанговый насос API установлен над перфорированной секцией, когда давление на всасывании штангового насоса API ниже точки насыщения и газожидкостное соотношение высокое, жидкость, поступающая в штанговый насос API, может выглядеть пенистой.
В сланцевых скважинах операторы устанавливают газожидкостный сепаратор на днеШтанговый насос APIВ скважине насос изолируется от добываемой жидкости. Газожидкостный сепаратор направляет жидкость в штанговый насос API и отводит газ. При низком давлении в верхней точке затрубного пространства свободный газ отделяется от жидкости и поднимается вверх, в то время как жидкость, содержащая газ, стекает вниз во всасывающий патрубок штангового насоса API.
Газожидкостный сепаратор пакерного типа. Газожидкостный сепаратор пакерного типа устанавливается непосредственно на НКТ над пакером, заставляя весь пластовый флюид проходить через сепаратор перед попаданием в пласт.Штанговый насос APIВходное отверстие. Пластовый флюид (черные стрелки) перемещается внутри НКТ, проходит через перфорированное соединение сепаратора и попадает в кольцевое пространство между внутренней и внешней НКТ. Оттуда он возвращается через щели во внешней НКТ в кольцевое пространство между обсадной колонной и внешней НКТ над пакером. Этот путь потока создает турбулентный поток низкого давления, позволяющий газу десорбироваться из жидкости. Десорбированный свободный газ выходит из входного отверстия скважинного насоса и поднимается вверх по кольцевому пространству между НКТ и обсадной колонной.
Во многих случаях, особенно при наличии пенистых жидкостей, газожидкостный сепаратор не в состоянии устранить последствия газовой интерференции, в результате чего часть газа остается вШтанговый насос APIВ течение каждого цикла. Это состояние легко определить с помощью динамометрической диаграммы, отображающей зависимость между усилием на штоке насоса и рабочим объёмом.
После более чем десятилетия интенсивного бурения и добычи большинство сланцевых пластов по-прежнему требуют от операторов и сервисных компаний понимания их природных характеристик. Инженеры по бурению и заканчиванию скважин продолжают уделять внимание оптимизации геометрии ствола скважин, расстоянию между ними и конструкции гидроразрыва. Однако на ранних этапах разведки и разработки сланцевых ресурсов разработке методов оптимизации добычи из сланцевых пластов уделялось относительно мало внимания.
По мере развития условий разработки сланцевых месторождений приоритеты операторов также меняются. Текущие цены на нефть очень низкие, а большинство лучших сланцевых месторождений уже освоены. Поэтому инвестирование в бурение и гидроразрыв пласта большого количества скважин на нефтяных и газовых месторождениях для непрерывной добычи из крайне низкопроницаемых коллекторов больше нецелесообразно.
Вместо этого операторы могут повысить окупаемость инвестиций за счёт совершенствования методов заканчивания скважин и добычи. Этот подход оказался более практичным. Некоторые эксперты считают, что 95% геологических запасов сланцевой нефти остаются неиспользованными, и значительную часть этой неиспользованной сланцевой нефти можно извлечь из уже пробуренных скважин с гидроразрывом пласта.